郭旭東，崔彥立，高啟軒，康紀(jì)勇，王祖剛，李森木

中國石油吐哈油田分公司 勘探事業(yè)部（新疆 哈密 839009）

0 引言

隨著國內(nèi)陸相盆地勘探程度的不斷提高，致密砂巖氣等非常規(guī)資源已成為重要儲量動(dòng)用領(lǐng)域。致密砂巖氣屬于典型的非常規(guī)天然氣資源，儲集層物性差，表現(xiàn)為低滲-特低滲的特征，采用常規(guī)技術(shù)難以實(shí)現(xiàn)開采動(dòng)用，在國內(nèi)外范圍內(nèi)，致密砂巖氣的經(jīng)濟(jì)有效動(dòng)用必須通過大規(guī)模壓裂改造手段。根據(jù)李建忠[1]等對國內(nèi)致密砂巖氣的研究，將孔隙度小于10%、原地滲透率小于0.1×10-3μm2或空氣滲透率小于1×10-3μm2、孔喉半徑小于1μm、含氣飽和度小于60%，作為致密砂巖儲層的劃分標(biāo)準(zhǔn)，按照此標(biāo)準(zhǔn)劃分，國內(nèi)各大盆地的致密砂巖氣資源量十分豐富。

吐哈盆地位于新疆維吾爾自治區(qū)東部的吐魯番市和哈密市境內(nèi)，盆地面積約5.3×104km2，其中，臺北凹陷為吐哈盆地的主要含油氣區(qū)和構(gòu)造單元，可劃分為勝北、丘東、小草湖3個(gè)洼陷。2007年，部署在臺北凹陷柯柯亞構(gòu)造帶的柯19井在上侏羅統(tǒng)致密砂巖儲層試油壓裂后獲得日產(chǎn)油4.51 t、日產(chǎn)氣4.8×104m3的工業(yè)油氣流，首次實(shí)現(xiàn)吐哈盆地內(nèi)致密砂巖氣的勘探突破。但后續(xù)在北部山前帶、凹陷南部斜坡帶部署了一批致密砂巖氣探井，一直未能取得進(jìn)展。近些年，隨著吐哈盆地中淺層常規(guī)油氣資源勘探的不斷深入，對盆地內(nèi)下侏羅統(tǒng)深層致密砂巖氣的勘探需求逐漸加大，深層致密砂巖氣等非常規(guī)資源已成為吐哈油田增儲上產(chǎn)的重要資源接替區(qū)。吐哈盆地臺北凹陷丘東洼陷下侏羅三工河組砂泥巖間互，夾煤層，橫向上連通性差，單層厚度介于4～30 m，儲層平均孔隙度為5%，滲透率最大為0.24×10-3μm2，物性差，為致密砂巖氣藏[2-3]。該區(qū)域早期按照正向構(gòu)造勘探找油的思路有所發(fā)現(xiàn)，通過地質(zhì)工程一體化技術(shù)，采用直井常規(guī)壓裂和水平井固井滑套壓裂，改造取得一定成效，發(fā)現(xiàn)了該類型致密砂巖油氣藏。比如：吉3井采用直井套管常規(guī)壓裂后日產(chǎn)油73.34 m3、氣149 004 m3，累產(chǎn)油2 523 t、氣125×104m3；吉深1井日產(chǎn)油6.24 m3、氣13 000 m3，累產(chǎn)油1 860 t、氣91×104m3。試采表現(xiàn)為初期產(chǎn)量高，累計(jì)產(chǎn)量少的特點(diǎn)，證實(shí)洼陷周緣構(gòu)造高部位為長距離運(yùn)移的調(diào)整型油氣藏，洼陷內(nèi)部可能發(fā)育多個(gè)大型巖性砂體，可形成多個(gè)大規(guī)模源內(nèi)巖性油氣藏，勘探潛力巨大[4-10]。2019年以來，按照“下洼進(jìn)源”勘探的整體思路，構(gòu)建了洼陷區(qū)存在大型巖性油氣藏的新模式，進(jìn)一步驗(yàn)證“坡折控砂”的沉積模式，在臺北凹陷丘東洼陷部署了J7H，主探丘東下洼區(qū)下侏羅統(tǒng)三工河組構(gòu)造-巖性圈閉的含油氣性，尋找三工河組源內(nèi)大型巖性油氣藏。

1 地質(zhì)綜合研究

1.1 臺北凹陷三工河組具備進(jìn)源勘探的巨大潛力

臺北凹陷中下侏羅統(tǒng)可劃分為八道灣組、三工河組、西山窯組、三間房組和七克臺組（圖1）。其中，以灰綠色頁巖、粉砂質(zhì)泥巖組成的“毯子層”作為三工河組頂和西山窯組底的主要?jiǎng)澐謽?biāo)志層，以底部煤層作為八道灣組頂和三工河組底的劃分標(biāo)志層。三工河組表現(xiàn)為“下粗上細(xì)”的正旋回沉積特征，可進(jìn)一步劃分為三工河組一段和三工河組二段。其中，三工河組二段砂體在洼陷區(qū)內(nèi)東西向較為連續(xù)，推測大面積連片分布，滿洼富砂，是臺北凹陷重要的油氣勘探目的層。

圖1 吐哈盆地下侏羅統(tǒng)層序地層綜合柱狀圖

丘東洼陷區(qū)發(fā)育多套優(yōu)質(zhì)烴源巖，品質(zhì)好、厚度大、分布廣，近源成藏油氣源充足，在J7H導(dǎo)眼井鉆遇過程中揭示的三工河組暗色泥巖“氈子層”為好烴源巖，TOC＞2.0%，S1+S2＞6.0 mg/g；HI＞150 mg/g，母質(zhì)類型Ⅱ2型；Ro為1.1%，處于成熟演化階段，生烴潛力巨大，達(dá)到“好”烴源巖的評價(jià)標(biāo)準(zhǔn)[11]，特別是進(jìn)入洼陷區(qū)，構(gòu)造相對平緩、穩(wěn)定，斷裂活動(dòng)弱，“氈子層”不僅可以作為好的區(qū)域蓋層，還可作為優(yōu)質(zhì)烴源巖，原生油氣藏保存條件好，更利于大面積成藏。

1.2 三工河組為源內(nèi)致密砂巖,孔隙-裂縫型儲層

臺北凹陷水西溝群總體發(fā)育辮狀河三角洲-湖泊沉積體系，三工河組-西山窯組一段沉積期水體相對較深，洼陷區(qū)多以辮狀河三角洲前緣沉積為主，儲層以巖屑砂巖和長石巖屑砂巖為主，成分成熟度和結(jié)構(gòu)成熟度較低，儲層孔隙度在4%~6%，平均5.2%，滲透率為0.001×10-3~85×10-3μm2,平均為0.2×10-3μm2,儲集空間以基質(zhì)微孔、溶蝕微孔和微裂縫“三微孔隙”為主，表現(xiàn)為特低孔低滲-特低孔特低滲特征。丘東洼陷J7H井鉆遇的三工河組儲層，埋藏垂深在5 280~5 470 m，巖性為含礫細(xì)砂巖、中-粗砂巖，核磁測量有效孔隙度3.0%~4.6%，巖心孔隙度平均4.1%(圖2)，水平段鉆井過程在井段5 394~6 132 m，累計(jì)漏失鉆井液647.33 m3，電成像測井上顯示有多條高角度縫，表明有裂縫系統(tǒng)發(fā)育，儲層類型為孔隙-裂縫型。

圖2 J7H（導(dǎo)眼）井三工河組測井綜合解釋圖

1.3 凹陷區(qū)首口超深水平井J7H井鉆完井情況

采用先鉆探導(dǎo)眼井解開油層綜合評價(jià)，再優(yōu)選甜點(diǎn)實(shí)施水平井鉆探的原則。J7H（導(dǎo)眼井）完鉆井深5 500 m,在三工河組5 318～5 410 m鉆遇大段連續(xù)油氣顯示砂層,氣測顯示較好，全烴最大值14.70%,組分齊全，甲烷相對含量一般78.79%～86.20%,解釋差氣層68.7 m，水平井鉆井過程中，成功點(diǎn)火4次均可燃，最高持續(xù)時(shí)間5 h。通過測井精細(xì)解釋，優(yōu)選三工河組組（J1s）5 330~5 400 m實(shí)施水平井鉆探。J7H井（水平井）完鉆井深6 140 m，水平井試油層段為侏羅系，井段5 395.0~6 140.0 m，水平段長745 m，儲層鉆遇率100%。該井完井采用三層套管結(jié)構(gòu)，表層套管采用Φ339.73 mm，鋼級J55，下深902.55 m;技術(shù)套管Φ244.48 mm，鋼級P110，下深3 648.13 m，目的封固西山窯組大段已破碎垮塌煤層;油層套管采用Φ139.7 mm下深6 135.69 m，鋼級125V，抗內(nèi)壓強(qiáng)度138.9 MPa,滿足多段壓裂高壓施工要求。泥漿體系方面，針對煤系地層裂縫發(fā)育，濾液侵入后加速黏土礦物水化效應(yīng)，易形成大面積垮塌，長斜井段巖屑懸浮不易攜帶和潤滑防卡等難題，優(yōu)選了強(qiáng)抑制復(fù)合鹽鉆井液體系，該類型鉆井液的抑制包被性能良好，能夠很好地控制巖屑分散，封堵性能良好，加強(qiáng)了井壁的穩(wěn)定性[12]。

2 壓裂地質(zhì)工程一體化主要技術(shù)和成效

2.1 復(fù)合鹽泥漿體系油氣層測井識別

對J7H井(導(dǎo)眼)鹽水泥漿對電阻率測井的環(huán)境影響，統(tǒng)計(jì)分析對油氣層有較大影響，另外通過區(qū)域標(biāo)準(zhǔn)化分析，雙側(cè)向電阻率校正系數(shù)為1.67。利用鹽水泥漿環(huán)境校正技術(shù)，對J7H井雙側(cè)向曲線進(jìn)行了電阻率校正，消除鹽水泥漿侵入對電阻率曲線的影響因素。同時(shí)，由于致密砂巖骨架對電阻率的響應(yīng)特征，遠(yuǎn)遠(yuǎn)大于儲集空間中流體對電阻率的響應(yīng)特征，阿爾奇公式計(jì)算含油氣飽和度誤差較大，引入介電掃描測井新技術(shù)，利用“水是影響巖石介電常數(shù)”，無需巖電參數(shù)，準(zhǔn)確測量地層中水的體積，評價(jià)儲層含油氣飽和度，對流體性質(zhì)的評價(jià)可靠性更高[13]。利用校正后的雙側(cè)向電阻率曲線結(jié)合介電掃描測井技術(shù)，對J7H導(dǎo)眼井水西溝群儲層精細(xì)評價(jià)，在三工河組解釋差氣層84.7 m/6層，最終確定對三工河組5 300～5 400 m砂體實(shí)施水平井。

2.2 井震結(jié)合軌跡導(dǎo)向

應(yīng)用“井震結(jié)合箱體建模，多層對比精確入靶，平剖分析地質(zhì)導(dǎo)向”，確保不漏一個(gè)油氣層，實(shí)現(xiàn)水平井甜點(diǎn)段儲層鉆遇率100%。利用地震反演預(yù)測儲層展布情況，結(jié)合深度域地震剖面分析地層走勢，建立三維隨鉆地質(zhì)導(dǎo)向模型；利用隨鉆錄、測井多層對比技術(shù)，優(yōu)選發(fā)育穩(wěn)定的泥巖、煤層等標(biāo)志層，逐層對比分析；過程中通過精確推算出地層傾角，精確控制井眼軌跡，實(shí)現(xiàn)水平井段精準(zhǔn)導(dǎo)向。J7H井自5 395 m(垂深5 320.9 m)進(jìn)層，水平段井斜87～89°，完鉆井深6 140 m(垂深5 381.3 m)，軌跡控制在油層頂以下“高氣測低伽馬值”儲層甜點(diǎn)段，實(shí)鉆揭示745 m熒光含礫細(xì)砂巖，儲層鉆遇率100%。

2.3 水平段差異化分段

優(yōu)選“地質(zhì)+工程”雙甜點(diǎn)，按照“細(xì)分低GR高氣測、均分低GR中氣測、寬分高GR低氣測”差異化分段原則，優(yōu)選壓裂端口，并充分考慮增斜段套管承壓、封隔器與上下端口之間距離等工程因素，制定出最優(yōu)方案。J7H井在5 395～5 562 m段，井斜從65°增加到84°，屬于增斜段。為了防止壓裂對套管的損害，加大簇間距，優(yōu)化后設(shè)計(jì)段長50 m，每段3簇，簇間距18 m；為了提高鉆遇水平段的動(dòng)用程度，減小封隔器與頂、底射孔端口之間的距離，封隔器與射孔端口之間的距離優(yōu)化為7~8 m；隨鉆伽瑪和錄井綜合分析認(rèn)為，井底6 000～6 140 m，井斜從88.7°增加到91.5°，呈“高伽馬低氣測”特征，故加大簇間距，優(yōu)化后簇間距15 m；最終將J7H井745 m水平段分為14段46簇，段長44~66 m，簇間距8~15 m，每段3~4簇。

2.4 水平井壓裂設(shè)計(jì)和地質(zhì)評價(jià)

壓裂改造是深層致密砂巖實(shí)現(xiàn)油氣解放的必要手段。同淺層相比，深層致密砂巖巖石硬度大、儲層高溫、高壓，施工壓力高，對改造工藝、壓裂液體性能均帶來諸多挑戰(zhàn)。

2.4.1 壓裂設(shè)計(jì)思路

丘東洼陷三工河組儲層巖性為中-粗砂巖，具有“高楊氏模量、高泊松比”的特點(diǎn)，巖石塑性強(qiáng)，不易形成體積縫，J7H井壓裂設(shè)計(jì)采用了“細(xì)分切割、造主縫、飽填砂”的總體思路，采用低傷害高效延遲交聯(lián)壓裂液體系，確保高溫儲層條件下（137℃）壓裂液的攜砂性能。壓裂液體系配方：0.4%HPG+0.5%NW+0.5%ZP-1+0.3%YC-150+0.3%ZFJ-8793+0.02%APS。該體系壓裂液滿足低傷害、易返排、造縫及攜砂性能要求，在溫度120℃，170 s-1，恒溫剪切1 h，黏度超過200 mPa?s；130℃，170 s-1，恒溫剪切1 h，黏度超過150 mPa?s；破膠液黏度小于5 mPa?s,殘?jiān)啃∮?00 mg/L，表、界面張力分別小于23、32 mN/m。采用70~140目陶粒+40/70目高強(qiáng)度細(xì)粒徑組合支撐劑，段塞打磨，溝通天然裂縫，支撐主縫，形成高導(dǎo)流能力的人工裂縫，實(shí)現(xiàn)“壓的開層、加的進(jìn)砂”的目標(biāo)。

2.4.2 壓裂施工情況

通過相鄰區(qū)塊類似層系施工壓力統(tǒng)計(jì)，延伸壓力梯度0.016 9～0.022 4 mPa/m，區(qū)塊鄰井壓裂施工壓力和停泵壓力差異大，北部照南4號構(gòu)造帶延伸壓力梯度在0.016 9~0.019 0 mPa/m，南部溫吉桑構(gòu)造帶延伸壓力梯度在0.018 5~0.0224 mPa/m。J7H井三工河組儲層位于凹陷區(qū)負(fù)向構(gòu)造，埋藏深度更大，預(yù)測裂縫延伸壓力梯度在0.020 mPa/m以上?，F(xiàn)場施工時(shí)實(shí)時(shí)監(jiān)測壓裂曲線，及時(shí)調(diào)整壓裂工藝參數(shù)及泵注程序，J7H井實(shí)施14段46簇壓裂改造，入井總液量16 978 m3（單級820~1 282 m3），總砂量1 158 m3（單級最高加砂112 m3，加砂強(qiáng)度4.36 t/m），最高砂比28%，施工排量6.0~11.7 m3/min，最高施工壓力94.7 mPa，停泵壓力43.6~60.0 mPa，米油層加砂強(qiáng)度最高3.6 t/m。

2.4.3 壓裂曲線特性

按照壓裂曲線形態(tài)特征和施工參數(shù)將14段曲線劃分為四大類：可能裂縫發(fā)育段、儲層物性較差、儲層物較好和異常段（表1），其中儲層物性較好段占比86%以上，在第13段壓裂施工，停泵壓力43.6 MPa,加砂時(shí)最高泵壓74.5 MPa,明顯低于其余幾段，與鉆井時(shí)漏失段5 500m接近，反應(yīng)出此段發(fā)育天然裂縫。

表1 J7H井壓裂施工曲線類型劃分表

3 壓后試采認(rèn)識

試驗(yàn)分析結(jié)果表明：吉7H井區(qū)塊三工河組為高含油的凝析氣藏，相比頁巖油氣藏兩相狀態(tài)，吉7H井壓裂后油氣水三相同出，井筒流動(dòng)相態(tài)和儲層滲流更加復(fù)雜，試采期間的規(guī)律還需要不斷實(shí)踐與摸索。

3.1 油藏認(rèn)識

J7H井壓裂后關(guān)井壓力擴(kuò)散，20 h后井口壓力34 MPa上升至35.5 MPa,反應(yīng)此時(shí)已有氣體滑脫上升；開井裝2~2.5 mm油嘴放噴生產(chǎn)，計(jì)量罐內(nèi)可監(jiān)測到少量天然氣，壓力降低至31 MPa，進(jìn)分離器試點(diǎn)火成功，依次采用Φ2.0/2.5/3/3.5/5/5.5/6/7/6/5/4.5/4 mm放噴，Φ7 mm油嘴最高日產(chǎn)氣5 3076 m3，日產(chǎn)油40.7 m3，后期采用Φ4 mm油嘴穩(wěn)定生產(chǎn)，日產(chǎn)油23.3 t，氣2.5×104m3；穩(wěn)定期間井口壓力緩慢下降，隨著油氣產(chǎn)量的增加，氣液比緩慢上漲，氣油比總體呈現(xiàn)逐步降低態(tài)勢，含水逐步降低，氣液比、氣油比相對穩(wěn)定。

從PVT相態(tài)分析，J7H為高含凝析油的凝析氣藏，凝析油含量416 g/m3。露點(diǎn)壓力43.1 MPa，按照同層系地層壓力系數(shù)1.17，預(yù)測儲層壓力62.9 MPa，地露壓差19.8 MPa。天然氣相對密度為0.92 kg/m3，甲烷含量為77%，凝析油密度為0.800 5 g/cm3,黏度為1.731 mPa·s(30℃)。

3.2 試采動(dòng)態(tài)認(rèn)識

井底流壓、井口壓力、日產(chǎn)量、返排液氯根變化是油氣井壓后試采評價(jià)的主要參數(shù)[14-16]。試采期間進(jìn)行定周期井筒流壓梯度測試，從幾次測試井筒流壓梯度來看：井筒壓力梯度基本均勻，無明顯氣體滑脫現(xiàn)象；返排初期井筒流壓梯度逐漸變輕，氣液逐漸變大，氣油比逐漸變小，氯離子濃度逐漸變大，井底流溫逐漸升高，但隨著返排的增加以上參數(shù)均逐漸趨于穩(wěn)定。通過TOPAZE生產(chǎn)動(dòng)態(tài)軟件，擬合井口壓力和產(chǎn)量數(shù)據(jù)，Log-Log分析圖和Blasingame分析圖出現(xiàn)斜率為1和-1的“PSS擬穩(wěn)定流動(dòng)”特征，說明隨著返排率的增加，出現(xiàn)穩(wěn)定供液邊界，生產(chǎn)流動(dòng)區(qū)域基本穩(wěn)定。按照“水平井+均質(zhì)地層+矩形邊界”模型進(jìn)行生產(chǎn)試井解釋，解釋結(jié)果：表皮系數(shù)-6.22，平均有效滲透率0.028 3×10-3μm2，水平井供液范圍為84.1~801.0 m，解釋動(dòng)態(tài)控制儲量3.74×107m3。

4 總結(jié)和認(rèn)識

1）J7H井的成功，證實(shí)了凹陷區(qū)三工河組源內(nèi)致密砂巖油氣成藏模式，實(shí)現(xiàn)了吐哈盆地由正向二級構(gòu)造帶向下洼勘探的歷史性成功轉(zhuǎn)變。目前吐哈盆地臺北凹陷區(qū)勘探領(lǐng)域廣、潛力大，初步預(yù)測，三工河組發(fā)育五大有利勘探區(qū)帶，面積1 090 km2，天然氣圈閉資源量2 870×108m3，凝析油1.28×108t。

2）從區(qū)域內(nèi)探井的試油壓裂情況看：深層致密砂巖儲層埋深大于5 000 m，孔隙度4%～6%的油氣層直井儲層改造后產(chǎn)量遞減快，影響對勘探領(lǐng)域的評價(jià)認(rèn)識，采用水平井大規(guī)模體積壓裂的方式，可以獲得初期高產(chǎn)，又能相對長期的穩(wěn)產(chǎn)，是源內(nèi)致密砂巖油氣藏效益動(dòng)用的關(guān)鍵技術(shù)。

3）目前J7H井處在試采評價(jià)階段，需要緊密跟蹤試采動(dòng)態(tài)，結(jié)合試驗(yàn)情況和經(jīng)濟(jì)評價(jià)參數(shù)，以最終經(jīng)濟(jì)可采儲量（EUR）最大化進(jìn)一步評價(jià)優(yōu)化該區(qū)塊壓裂施工參數(shù)，比如：單段液量、砂量、加砂強(qiáng)度、用液強(qiáng)度等。